辽河稠油火驱开发地面工艺关键技术

卢洪源

中油辽河工程有限公司, 辽宁 盘锦 124010

0 前言

火驱是以空气作为助燃剂,采取电点火或化学点火等方式,持续燃烧地下原油中的重组分产生热能使重组分在高温下(600～700 ℃)发生裂解,注入的高压空气、燃烧产生的气体和水蒸气，以及裂解产生的轻质油驱动原油流向采油井采出,火驱采收率可高达70%。

1 辽河油田火驱发展历程

2005年起,辽河油田陆续在杜66块、高3块、锦91块等区块实施火驱开发[1]。以辽河油田曙光地区杜66块火驱为例,2005年首先进行2个井组单层火驱开采现场试验，2006年增加5个井组进行火驱开采试验，2008年调整为上层系多层火驱开采现场试验，2010至2012年外扩20井组,2014年扩大实施火驱,新增114井组,共进行141井组火驱生产。实际生产表明,对比蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱等传统开采方式,杜66块火驱具有较好增油效果。同时其他火驱区块均实现产量上升,充分证明火驱开发方式接替的有效性[2]。

2 火驱地面关键技术

2.1 火驱配套注空气技术

2.1.1 空气增压技术

往复式压缩机适用于小排量、高压力工况,螺杆机适用于中低压力、中小排气量工况,为满足现场高压力、大流量空气注入的需求,创新采用螺杆空压机与往复空压机组合增压技术[3-5],如杜66块火驱注空气站工艺流程见图1。螺杆压缩机和往复压缩机自动关联启停,结合杜66块现场运行调试指标,研究最优出口压力配比,最终确定螺杆压缩机出口压力0.95 MPa,往复压缩机出口压力10 MPa,注气量可达到20×104m3/d,满足空压机组总功率最小,降低能耗[6]。

2.1.2 空气干燥技术

常见干燥机种类有冷冻式、无热再生吸附式、微热再生吸附式、鼓风热再生吸附式等。冷冻式干燥机在工况压力下露点2～10 ℃、压缩热再生吸附式干燥机要求进气温度远高于工况温度,均无法满足生产需求。微热再生吸附式干燥机[7]与无热再生吸附式干燥机、鼓风热再生吸附式干燥机相比,具有投资低、露点低、耗气量和用电功率相对较小的优点,综合考虑选用微热再生吸附式干燥机,可以满足工程需求,同时降低工程投资。

图1 杜66块火驱注空气站工艺流程图

2.1.3 分散井精确注入技术

高压注空气系统采用空压站集中供气、井口分散注气工艺。压缩空气经干线、支线输至注气井口,经单井调节、计量后注入火驱燃烧层,压力、流量等参数无线上传至注空压站,实现单井注气量远程调控。集中供气、井口分散注气工艺满足火驱分期转驱、分层注气生产需要。

2.2 火驱地面油气集输处理技术

2.2.1 稠油降黏技术

对杜66块火驱汇管不同含水率稠油表观黏度进行测定，结果见表1。

表1 不同含水率稠油表观黏度

温度/℃不同含水率稠油表观黏度/(mPa·s)30%40%50%55%58%60%70%80%85%90%30134 256.6217 059.3362 081.8472 414.4555 802.4531 877.3114 024.419 283.79 651.8597.94028 226.045 634.476 123.999 320.2116 851.6111 821.623 972.44 056.82 038.4141.1509 559.415 455.125 781.133 637.139 574.537 871.08 118.81 376.1698.160.6604 048.36 545.110 918.114 245.016 759.516 038.03 438.2584.7302.336.9702 215.93 582.65 976.37 797.49 173.78 778.81 882.0321.5170.729.1801 288.82 083.73 475.94 535.15 335.65 105.91 094.6188.4104.225.1

由表1分析可知,随含水率上升,火驱稠油表观黏度逐渐增大,到转点后逐渐降低,含水率大于80%时,原油表观黏度趋于稳定且较小[8]。在相同含水率下,随着温度升高,稠油表观黏度迅速下降后趋缓,拐点温度为40 ℃,拐点前稠油表观黏度对于温度敏感,拐点后稠油表观黏度受温度影响较小。即采取掺水、升温等措施,控制输送温度40 ℃、含水率80%,可有效降低稠油表观黏度,大幅降低输送能耗。

2.2.2 火驱采出液集输系统优化技术

根据油井产液量、稠油含水率及黏度变化,结合区域总体生产现状,通过计量接转站关停并转减,优化布局,由原来的三级布站优化为“取消计量站+接转站合并”[9],双管集油改为串接集油,分散加热改为集中加热,实现了曙光采油厂计量接转站数量由29座减少为12座,生产负荷率由30%提高至51%,分流用工110人,年节约气费、电费143万元。

1)平台串接集油技术。将计量接转站降级为计量平台,由单井进计量接转站,改为单井进计量平台自动计量,计量后汇管集输进站。

2)小环串接集油技术。即小环串接集油,端点掺水。火驱采出液含水率由60%提高到80%;掺水出站温度由85 ℃降至50 ℃;夏季联合站来水温度50 ℃,不加热掺水;冬季联合站来水温度40 ℃,集输半径<500 m，不加热低温掺水;冬季集输半径为500～1 000 m，需加热掺水由40 ℃提高到50 ℃;集输半径由500 m增至1 000 m,增加100%;井口回压由0.2～0.3 MPa提高到0.37～0.50 MPa,提高67%。

3)高频聚结预脱水技术[10-11]。针对火驱产出稠油乳化程度高、脱水难、含水率大等特点,采用高频聚结预脱水技术,通过调整高频高压脉冲的频率和脉冲时间形成共振,打破界面膜实现破乳,后通过电场力作用快速聚结。曙五联高频聚结低温预脱水装置2016年投用,稠油含水脱除率52%，出水指标与同期大罐沉降脱水相比,含油指标平均降低69%、悬浮物指标平均降低59%。

4)油水管式分离技术[12]。针对火驱采出液升温能耗高的问题,采用管道式油气水分离装置进行预脱。来液进入初级沉降分离管,利用密度差进行初步分离;多层斜板聚并作用,使游离水中分散相的小油滴聚并成大油滴并进行二次分离。三级管加装减压装置,使液体中自身溶解气析出后产生微气泡,与小油滴贴附在一起,使之上浮并去除。四级脱水采用卧式罐重力沉降原理,并在进口加装减压装置。油水管式分离技术在曙五联三区取得较好的应用效果,稠油含水脱除率≥55%。

2.3 火驱地面尾气处理技术

火驱采出气具有温度高、CO2含量高、CH4含量低、H2S含量变化较大、气产量较低的特点,H2S含量平均1 000 mg/m3,短时最高可达10 000～20 000 mg/m3[13]。

2.3.1 干法、湿法脱硫技术

干法脱硫技术。生产井采出气在井口计量后,去脱硫点进行集中脱硫。脱硫点采用集分离—冷却—脱硫工艺于一体的三塔脱硫工艺,可串并联运行,脱除后H2S含量≤6 mg/m3;脱硫剂采用无定形羟基氧化铁,硫容达到40%。

湿法脱硫技术[14-15]。借鉴LO-CAT液相氧化催化技术,针对辽河油田伴生气气量大、潜硫量相对较低特点,将含有H2S的气体引入吸收装置后与催化剂溶液接触,H2S被转换成单质硫。

2.3.2 火驱尾气处理回用技术

变压吸附法[16]相对于低温分离法、膜分离法等具有工艺简单、操作方便、适应气量组分波动、周期及寿命长、压力低、能耗低等优点,流程为预处理+一段脱碳+二段脱氮变压吸附。根据变压吸附室内试验和中试试验结果,确定变压吸附工艺技术界限,见表2。

表2 变压吸附工艺技术界限表

序号尾气CH4含量/(%)变压吸附压力/MPa产品气CH4浓度/(%)CH4收率/(%)1150.565852120.551853100.55070480.55055

尾气变压吸附装置吸附压力确定为0.5 MPa,随尾气CH4含量的降低,调整甲烷收率,使产品气CH4浓度>50%。

2.3.3 RTO蓄热式热氧化技术

火驱尾气中含有N2、CO2、CH4、非CH4总烃等,在该多组分体系下非甲烷总烃的处理国内外尚无工程应用，相似组分气体处理主要技术见图2。

图2 相似组分气体处理主要技术示意图

热氧化技术对处理非甲烷总烃[17-18]有较好的效果,利用陶瓷蓄热体回热技术,将尾气加热到760 ℃以上,非甲烷总烃与氧气发生反应,生成CO2+H2O+反应热,脱除99%以上的非甲烷总烃,达标外排(120 mg/m3)。热氧化技术在喷漆、涂装、化工、石化等行业应用广泛,工艺技术与设备成熟可靠、故障率低、运行稳定。拟在杜66块火驱实施RTO蓄热式热氧化技术,用以处理尾气中的非CH4总烃,工艺流程见图3。

2.3.4 催化氧化技术

尾气通过换热器和高温烟气发生热交换,热量回收利用,再通过加热装置加热,温度达到催化剂入口要求温度,在催化剂作用下VOCs(挥发性有机物)和O2反应生成CO2+H2O,同时放出反应热,反应温度450～600 ℃。2017年在杜66块开展催化氧化技术[19]现场试验,经连续对装置净化后的尾气进行采样检测,装置出气口的尾气中非甲烷总烃的平均排放浓度为57.1 mg/m3,低于最高允许排放值120 mg/m3,达到大气污染物排放标准的要求。

图3 RTO蓄热式热氧化技术工艺流程图

2.4 火驱地面采出水处理技术

2.4.1 调节缓冲技术

由于火驱开发,原水的水量增加、水质波动较大,因此在处理工艺前端设置调节缓冲工艺,规模为1.1～1.2倍设计水量,可以保证后续工艺恒流量供水,为加药及除油罐、浮选机恒液位收油及刮渣创造有利条件;减少老化油数量,降低对原油脱水系统的影响;降低污泥中含油量,为油泥脱水创造有利条件。

2.4.2 高效溶气浮选技术

分离后污水通入大量细密气泡,对水中杂质等顶托、吸附、裹挟,浮力作用使其浮出水面,从而使固液分离[20]。在原设备基础上增加高效混合反应器,满足相应药剂混合反应条件,使化学药剂达到更好的破乳效果。同时改变布水布气方式,分离区采用斜板结构,增加布水量,提高处理效率,同时节约占地60%以上,处理后指标见表3。

表3 高效溶气浮选技术水质指标

项目含油量/(mg·L-1)悬浮物量/(mg·L-1)进水指标100～200200～300出水指标5～1020～50去除率/(%)9585

3 结论

1)矿场应用表明，研发形成的空气注入、小环串接集油、稠油预脱水、尾气脱硫脱烃、污水高效气浮等地面配套工艺技术完全适用于辽河油田稠油火驱开采。截止2018年底,这些技术已在杜66块141个井组推广应用,年注气3.53×108m3,年产油规模26.3×104t。

2)优选的“螺杆压缩机+往复式压缩机”组合增压和“集中建站”方式注气经济效益显著,火驱工业区年节约注气费用1 000万元以上。

3)建议继续开展脱水工艺流程优化和硫黄回收等攻关研究,进一步降低稠油开采成本。